Alle 12:33 del 28 aprile 2025<\/strong>, la penisola iberica ha subito il pi\u00f9 grande blackout della sua storia recente. In appena cinque secondi, la rete elettrica \u00e8 passata dalla normalit\u00e0 al collasso totale, lasciando al buio milioni di persone e le industrie di Spagna e Portogallo. Non si \u00e8 trattato n\u00e9 di un attacco informatico n\u00e9 di un sabotaggio: \u00e8 stato un problema strutturale di stabilit\u00e0 della rete<\/strong>. <\/p>\n A pi\u00f9 di un anno di distanza, con i rapporti ufficiali sul tavolo, la lezione \u00e8 chiara: una rete dominata dalle energie rinnovabili ha bisogno di nuove risorse che garantiscano stabilit\u00e0, inerzia e capacit\u00e0 di risposta immediata<\/strong>. Ed \u00e8 proprio qui che i sistemi di accumulo a batteria (BESS) sono passati dall\u2019essere una semplice opzione di efficienza a diventare un\u2019infrastruttura fondamentale per la sicurezza<\/strong>. Ti spieghiamo, dal punto di vista ingegneristico, cosa \u00e8 andato storto quel giorno e come l\u2019accumulo avanzato impedisce che si ripeta. <\/p>\n Il rapporto presentato dal Governo nel giugno del 2025 ha concluso che il blackout \u00e8 stato causato da un picco di tensione dovuto a una serie di fattori<\/strong>. Non c\u2019\u00e8 stato un unico responsabile, ma una catena di errori: oscillazioni di frequenza e tensione, un controllo dinamico della tensione insufficiente e disconnessioni a cascata<\/strong> degli impianti di generazione. Red El\u00e9ctrica ha stabilito che alcuni impianti di generazione si sono disconnessi in modo errato, mentre altri non hanno rispettato le norme sul controllo della tensione (procedura operativa PO 7.4). <\/p>\n L’analisi europea dell’ENTSO-E, elaborata da quasi una cinquantina di esperti, ha definito l’evento come il pi\u00f9 grave degli ultimi due decenni in Europa<\/em> e ha fornito un dato rivelatore: quel giorno, l’energia solare ed eolica rappresentavano oltre il 60% della produzione attiva<\/strong>. Una penetrazione cos\u00ec elevata delle energie rinnovabili, senza risorse sufficienti a garantire l\u2019inerzia<\/strong>, avrebbe reso difficile contenere le oscillazioni che hanno portato il sistema a un punto di non ritorno. In altre parole: i meccanismi di difesa sono entrati in azione, ma non sono stati sufficienti. Il contesto di fondo lo affrontiamo nell\u2019articolo \u00abPerch\u00e9 lo stoccaggio energetico \u00e8 fondamentale in Spagna<\/a>\u00bb. <\/p>\n Per capire la soluzione, bisogna prima capire tre concetti che sono alla base di qualsiasi rete elettrica e che funzionano in modo invisibile finch\u00e9 non si guastano.<\/p>\n Inerzia. <\/strong>Di solito, le grandi turbine delle centrali termiche, nucleari e idroelettriche girano a migliaia di giri al minuto<\/em>. Quella massa rotante immagazzina energia cinetica che funziona come un volano:<\/em> in caso di squilibrio improvviso, attutisce l\u2019urto e d\u00e0 al sistema il tempo di reagire. I pannelli solari e i moderni generatori eolici, collegati tramite elettronica di potenza, non forniscono naturalmente questa inerzia fisica. <\/p>\n Frequenza. <\/strong>La rete europea funziona a 50 Hz. \u00c8 il battito del sistema: se la produzione e la domanda non sono perfettamente bilanciate in ogni istante, la frequenza subisce uno scostamento. Un calo repentino fa scattare i dispositivi di protezione e disconnette le apparecchiature a cascata, esattamente quello che \u00e8 successo il 28 aprile. <\/p>\n Tensione. <\/strong>\u00c8 la tensione elettrica del sistema. Il suo controllo deve essere dinamico e locale; quando sfugge al controllo \u2014 come \u00e8 successo quel giorno \u2014 la sovratensione danneggia le apparecchiature e provoca interruzioni di protezione che aggravano il problema. <\/p>\n Man mano che la Spagna si avvia verso una produzione energetica prevalentemente rinnovabile, l\u2019inerzia disponibile diminuisce. Una rete con poca inerzia \u00e8 una rete instabile<\/strong>: reagisce in modo pi\u00f9 brusco a qualsiasi perturbazione e ha meno margine di manovra per correggersi. Il blackout ha dimostrato che non si tratta di un problema teorico del futuro, ma di un rischio operativo gi\u00e0 presente. La domanda non \u00e8 pi\u00f9 se<\/em> bisogna rafforzare la stabilit\u00e0, ma con quale tecnologia<\/em> farlo. <\/p>\n Ecco il cambio di paradigma. La maggior parte degli inverter per energie rinnovabili funziona in modalit\u00e0 \u201cgrid following\u201d<\/strong> (seguono la rete): hanno bisogno di un riferimento di tensione e frequenza gi\u00e0 esistente per funzionare. Se quel riferimento vacilla, si disconnettono. I sistemi BESS di ultima generazione funzionano in modalit\u00e0 \u00abgrid forming\u00bb<\/strong> (formano la rete): sono in grado di stabilire e mantenere autonomamente<\/strong> tensione e frequenza, fungendo da punto di riferimento per il sistema invece di dipendere da esso. <\/p>\n Gli inverter avanzati per il grid forming integrano algoritmi di macchina sincrona virtuale (VSM)<\/strong> che riproducono elettronicamente il comportamento di una turbina reale. Forniscono inerzia sintetica<\/strong>: di fronte a un\u2019improvvisa variazione della produzione o del consumo, la batteria immette o assorbe potenza in pochi millisecondi, imitando l\u2019effetto smorzante del volano fisico. \u00c8 la risposta diretta alla carenza che ha aggravato il blackout. <\/p>\n Un BESS reagisce alle variazioni di frequenza molto pi\u00f9 velocemente di qualsiasi centrale convenzionale: in frazioni di secondo, contro i secondi o i minuti che servono a una turbina per modificare la propria produzione. Questa rapida risposta in frequenza<\/strong> rende le batterie la risorsa ideale per fornire i servizi di regolazione e bilanciamento che mantengono il sistema entro i suoi margini di sicurezza, un flusso di entrate che si somma all\u2019arbitraggio energetico<\/a> e che viene gestito dall\u2019EMS dell\u2019impianto<\/a>. <\/p>\n La capacit\u00e0 pi\u00f9 strategica di un BESS grid forming \u00e8 il black start<\/strong>, ovvero l’avvio a freddo: la capacit\u00e0 di riavviare la rete da zero<\/strong> dopo un blackout totale, senza bisogno di una fonte di energia esterna. \u00c8, letteralmente, la funzione che permette di ricostruire il sistema quando tutto \u00e8 andato in blackout. <\/p>\n E non \u00e8 pi\u00f9 solo teoria. Nel 2026, il produttore Sungrow ha dimostrato, con una certificazione indipendente del T\u00dcV Rheinland, di poter effettuare un avvio a freddo in meno di 20 secondi<\/strong>: il suo sistema di accumulo ha stabilizzato la tensione dell\u2019impianto in 19 secondi e ha ripristinato i carichi e l\u2019infrastruttura senza alcun supporto esterno. Nel frattempo, in Spagna sono stati presentati i primi studi ufficiali sul grid forming<\/strong> per progetti di batterie, con oltre 500 simulazioni per ogni parco per dimostrare queste capacit\u00e0 in linea con i requisiti di Red El\u00e9ctrica. L\u2019accumulo in grado di stabilizzare e riavviare la rete sta smettendo di essere una semplice promessa per diventare un requisito tecnico verificabile. <\/p>\n La conseguenza per i promotori e le aziende industriali \u00e8 duplice. Da un lato, a livello normativo e commerciale<\/strong>: Red El\u00e9ctrica richiede sempre pi\u00f9 capacit\u00e0 di stabilit\u00e0 ai nuovi impianti, e proprio quei servizi \u2014 regolazione della frequenza, controllo della tensione, inerzia, black start \u2014 vengono remunerati. La stabilit\u00e0 smette di essere un costo per diventare una fonte di entrate<\/strong>. \u00c8 la stessa logica alla base del nuovo mercato della capacit\u00e0 in Spagna<\/a>, che paga gli impianti per garantire la stabilit\u00e0 del sistema. <\/p>\n D\u2019altra parte, \u00e8 una questione di progettazione<\/strong>. Non tutti i BESS offrono queste funzionalit\u00e0: dipende dall\u2019elettronica di potenza, dal tipo di inverter e dalla configurazione del sistema. Scegliere la tecnologia grid forming<\/strong> fin dall\u2019inizio del progetto \u00e8 ci\u00f2 che distingue una batteria che si limita a immagazzinare energia da una che, inoltre, rafforza la resilienza<\/strong> del tuo impianto e dell\u2019intera rete. Se vuoi dare un\u2019occhiata ai componenti che rendono possibile tutto questo, li abbiamo descritti in dettaglio nella nostra guida definitiva sui sistemi BESS<\/a>. <\/p>\n Il blackout del 28 aprile ha segnato una svolta. La Spagna ha capito che la transizione energetica non consiste solo nel produrre pi\u00f9 energia rinnovabile, ma anche nel costruire una rete in grado di sostenerla. Noi di Polestar Energy progettiamo sistemi di accumulo pronti per quel futuro: soluzioni che valorizzano ogni singolo elettrone e, allo stesso tempo, garantiscono la stabilit\u00e0 di cui il sistema elettrico ha bisogno. <\/p>\n Nessun asset preso singolarmente pu\u00f2 da solo evitare un guasto sistemico, ma una maggiore presenza di batterie con capacit\u00e0 di \u201cgrid forming\u201d avrebbe fornito inerzia sintetica e una risposta rapida in frequenza, aiutando ad attutire le oscillazioni e a contenere la cascata di disconnessioni che ha portato al collasso. \u00c8 proprio il tipo di risorsa la cui mancanza \u00e8 stata evidenziata dai rapporti. <\/p>\n Un inverter \u201cgrid following\u201d ha bisogno di una rete gi\u00e0 stabile come riferimento e si disconnette se questa va in tilt. Un inverter \u201cgrid forming\u201d stabilisce e mantiene autonomamente la tensione e la frequenza, garantendo stabilit\u00e0 attiva e permettendo persino di riavviare la rete dopo un blackout (black start). <\/p>\n \u00c8 la capacit\u00e0 di un inverter avanzato (dotato di algoritmi di macchina sincrona virtuale, VSM) di simulare elettronicamente l’effetto smorzante delle turbine tradizionali, immettendo o assorbendo potenza in pochi millisecondi per stabilizzare la frequenza in caso di perturbazioni.<\/p>\n S\u00ec. Oltre ai soliti impieghi nell\u2019arbitraggio e nel peak shaving, i servizi di stabilit\u00e0 (regolazione della frequenza, controllo della tensione, black start) vengono remunerati, e la fermezza viene pagata tramite il mercato della capacit\u00e0. La stabilit\u00e0 diventa cos\u00ec una fonte aggiuntiva di entrate che migliora il rendimento del progetto. <\/p>\n No. Dipende dall’elettronica di potenza e dal tipo di inverter. Solo i sistemi progettati con tecnologia grid forming possono fornire inerzia sintetica e black start. Per questo \u00e8 meglio definire queste capacit\u00e0 fin dalla fase iniziale di progettazione. <\/p>\nCosa \u00e8 andato storto il 28 aprile 2025: una crisi di tensione e inerzia<\/strong><\/h2>\n
Inerzia, frequenza e tensione: i pilastri invisibili di una rete stabile<\/strong><\/h2>\n
La sfida di una rete con poca inerzia<\/strong><\/h3>\n
Grid forming: come le batterie passano dal seguire la rete al formarla<\/strong><\/h2>\n
Inerzia sintetica con inverter VSM<\/strong><\/h3>\n
Risposta in frequenza rapida<\/strong><\/h3>\n
![\"Confronto](\"https:\/\/polestarenergy.es\/wp-content\/uploads\/2026\/07\/infografia-grid-following-vs-grid-forming.png\")
<\/p>\nBlack start: l’avvio a freddo che ripristina il sistema<\/strong><\/h2>\n
Da costo a risorsa strategica: cosa significa per il tuo progetto<\/strong><\/h2>\n
Domande frequenti sulla stabilit\u00e0 della rete e sui sistemi BESS<\/strong><\/h2>\n
Un sistema BESS avrebbe evitato il blackout del 28 aprile 2025?<\/strong><\/h3>\n
Che differenza c’\u00e8 tra “grid following” e “grid forming”?<\/strong><\/h3>\n
Cos\u2019\u00e8 l\u2019inerzia sintetica?<\/strong><\/h3>\n
Conviene investire in un BESS con funzionalit\u00e0 di stabilizzazione?<\/strong><\/h3>\n
Qualsiasi batteria pu\u00f2 fornire questi servizi?<\/strong><\/h3>\n
Vuoi che il tuo progetto contribuisca alla resilienza e ottimizzi i servizi di rete? <\/strong><\/h3>\n